NGHIÊN CỨU KỸ THUẬT BƠM ÉP KHÍ CO2 BẰNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN ĐỂ TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU MỎ SR, BỂ CỬU LONG

Trong quá trình khai thác mỏ dầu thông thường, lượng dầu sót lại sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp là rất lớn. Một phần đáng kể lượng dầu dư này có thể được thu hồi đạt được lợi ích kinh tế bằng phương pháp bơm ép khí (Shahverdi, Sohrabi, và Fatemi, 2013). Theo thống kê của Oil Gas Journal (Guntis Moritis, 14 May 2001 ) cho thấy rằng bơm ép khí CO2 đã và đang được áp dụng thành công tại Hoa Kỳ. Các dự án bơm ép khí CO2 ngày càng được mở rộng về cả quy mô lẫn số lượng dự án với 80 dự án đang được vận hành trên tổng số 160 dự án EOR (Oil and Gas Journal, 42002). Tính đến năm 2002, sản lượng khai thác dầu bằng bơm ép khí CO2 chiếm 28% tổng sản lượng thu hồi bằng các phương pháp EOR, khoảng 3.3% tổng sản lượng dầu thu hồi của HoaKỳ. CO2 được xem như là một dung môi tuyệt vời cho bơm ép CO2 trộn lẫn. Nhưng nó cũng tồn tại những ưu và nhược điểm cần được lưu ý khi sử dụng chúng trong một dự án EOR.

Trang 1

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

- -

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP ĐẠI HỌC

NGHIÊN CỨU KỸ THUẬT BƠM ÉP KHÍ CO2 BẰNG

PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN ĐỂ TĂNG

CƯỜNG THU HỒI DẦU MỎ SR, BỂ CỬU LONG

SVTH: LÊ QUỐC NAM MSSV: 31002017

CHUYÊN NGÀNH: ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ CBHD: TSKH NGUYỄN XUÂN HUY

KS NGUYỄN LÂM QUỐC CƯỜNG

TP Hồ Chí Minh tháng 12 năm 2014

Trang 2

MỤC LỤC

MỤC LỤC i

GIỚI THIỆU i

1 Tính cấp thiết của đề tài iv

2 Mục đích của đề tài iv

3 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu v

4 Phương pháp nghiên cứu v

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn v

5.1 Ý nghĩa khoa học v

5.2 Ý nghĩa thực tiễn v

6 Các luận điểm bảo vệ vi

7 Khối lượng và cấu trúc luận văn vi

DANH SÁCH HÌNH ẢNH vi

DANH SÁCH BẢNG BIỂU x

DANH SÁCH CÔNG THỨC xi

DANH SÁCH VIẾT TẮT xii

CHƯƠNG 1: KHÁI NIỆM CƠ BẢN 1

1.1 Định luật Darcy 1

1.2 Dòng chảy đa pha trong môi trường lỗ rỗng 2

1.3 Độ linh động và tỷ số linh động 2

1.4 Hiệu suất đẩy và hiệu suất quét 5

CHƯƠNG 2: TÍNH CHẤT VẬT LÝ CỦA KHÍ CO 2 7

2.1 Tính chất vật lý chung của CO2 7

2.2 Độ hòa tan CO2 trong nước 8

Trang 3

2.3 Tỷ trọng và độ nhớt biến đổi theo nhiệt độ 9

2.4 Những ưu điểm và nhược điểm của khí CO2 so với các khí (N2, hydrocarbon) trong bơm ép khí 9

2.4.1 Ưu điểm 9

2.4.2 Nhược điểm 11

CHƯƠNG 3: KỸ THUẬT BƠM ÉP KHÍ – PHƯƠNG PHÁP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN (WAG) 13

3.1 Các giai đoạn thu hồi dầu 13

3.1.1 Thu hồi dầu sơ cấp 13

3.1.2 Thu hồi dầu thứ cấp 13

3.1.3 Thu hồi dầu tam cấp 14

3.2 Tổng quan về bơm ép khí bằng phương pháp WAG 18

3.3 Phân loại bơm ép khí 20

3.3.1 Bơm ép khí bằng phương pháp WAG trộn lẫn (WAG miscible) 20

3.3.2 Bơm ép khí bằng phương pháp WAG không trộn lẫn (WAG immiscible) 26

3.4 Yếu tố ảnh hưởng đến hệ số thu hồi dầu trong bơm ép WAG 27

3.4.1 Đặc tính của vỉa 27

3.4.2 Đặc tính của lưu chất 33

3.4.3 Thông số của vận hành WAG 34

3.5 Thuận lợi và khó khăn của kỹ thuật bơm ép khí nước luân phiên (WAG) 40

3.5.1 Thuận lợi 40

3.5.2 Khó khăn 41

CHƯƠNG 4: KHÁI QUÁT KHU VỰC VÀ TÌNH TRẠNG KHAI THÁC TẠI KHU VỰC LẤY MẪU LÕI 42

4.1 Khái quát chung về mỏ SR 42

4.2 Đặc trưng địa chất của tầng chứa mỏ SR 43

Trang 4

4.3 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng thu hồi 43

4.4 Thực trạng khai thác tầng chứa Miocene hạ 43

4.5 Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu phổ biến ở Việt Nam 43

4.6 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp tăng cường thu hồi dầu cho tầng chứa 44

4.7 Lựa chọn khí CO2 sử dụng trong phương pháp bơm ép WAG 45

CHƯƠNG 5: CÔNG TÁC CHUẨN BỊ, QUY TRÌNH TIẾN HÀNH THÍ NGHIỆM VÀ KẾT QUẢ PHÂN TÍCH TRÊN MẪU LÕI 47

5.1 Mục tiêu 47

5.2 Chuẩn bị thí nghiệm 47

5.2.1 Chuẩn bị mẫu lõi 47

5.2.2 Chuẩn bị mẫu lưu chất 48

5.3 Thí nghiệm Hòa tan-Trương nở (Solubility Swelling Experiment) 50

5.3.1 Mô tả thiết bị thí nghiệm 50

5.3.2 Quy trình thí nghiệm 52

5.3.3 Kết quả thí nghiệm 53

5.4 Thí nghiệm tìm hiểu áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure) 61

5.5 Thí nghiệm bơm ép WAG trên mẫu lõi 71

CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 89

Trang 5

6.1 Kết luận 89 6.2 Kiến nghị 90

TÀI LIỆU THAM KHẢO 91

Trang 6

Giới thiệu

GIỚI THIỆU

Trong quá trình khai thác mỏ dầu thông thường, lượng dầu sót lại sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp là rất lớn Một phần đáng kể lượng dầu dư này có thể được thu hồi đạt được lợi ích kinh tế bằng phương pháp bơm ép khí (Shahverdi, Sohrabi, và Fatemi, 2013) Theo thống kê của Oil & Gas Journal (Guntis Moritis, 14 May 2001) cho thấy rằng bơm ép khí CO2 đã và đang được áp dụng thành công tại Hoa Kỳ Các dự án bơm

ép khí CO2 ngày càng được mở rộng về cả quy mô lẫn số lượng dự án với 80 dự án đang được vận hành trên tổng số 160 dự án EOR (Oil and Gas Journal, 4/2002) Tính đến năm 2002, sản lượng khai thác dầu bằng bơm ép khí CO2 chiếm 28% tổng sản lượng thu hồi bằng các phương pháp EOR, khoảng 3.3% tổng sản lượng dầu thu hồi của Hoa

Kỳ CO2 được xem như là một dung môi tuyệt vời cho bơm ép CO2 trộn lẫn Nhưng nó cũng tồn tại những ưu và nhược điểm cần được lưu ý khi sử dụng chúng trong một dự

án EOR

Do đó, để khắc phục những nhược điểm của bơm ép khí CO2 thuần túy vốn có độ linh động rất cao của khí CO2, kỹ thuật bơm ép khí nước luân phiên (Water Alternating Gas) được đề xuất và áp dụng Bơm ép khí luân phiên nước (WAG) còn được gọi là bơm ép kết hợp khí-nước (Combined gas and water injection: CGW) là một phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR) mà bơm ép khí-nước được thực hiện luân phiên tại một vỉa trong một khoảng thời gian để cung cấp hiệu quả quét vi mô lẫn hiệu suất vĩ mô

và làm giảm tác động của hiện tượng phân dị trọng lực (Mahli & Scrivastava, 2012) Thể tích bơm ép luân phiên của khí và nước làm gia tăng khả năng kiểm soát tính linh động và ổn định đới phía trước chuyển dịch (Stenby, Skauge, & Christensen, 2001) Làm chuyển dịch dầu bằng bơm ép khí có hiệu suất đẩy tốt hơn chuyển dịch dầu bằng bơm ép nước và quét dầu bằng bơm ép nước có hiệu suất quét tốt hơn quét dầu bằng bơm ép khí Vì vậy, việc kết hợp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) để cải thiện thu hồi dầu bằng cách tận dụng kết hợp ưu điểm để tăng cường hiệu quả đẩy của bơm ép khí lẫn hiệu quả quét vĩ mô của bơm ép ngập nước (water flooding) Trao đổi thành phần giữa dầu và khí trong quá trình WAG cũng có thể dẫn đến tăng thu hồi dầu (Stenby et

al, 2001.)

Trang 7

Giới thiệu

Bơm ép khí chủ yếu được chia thành hai trường hợp trộn lẫn và không trộn lẫn; chất khí sử dụng có hai loại là hydrocarbon và phi hydrocarbon Khí hydrocarbon là các parafin thấp phân tử (ví dụ như methane, ethane, propane và butan) và các loại khí phi hydrocarbon là carbon dioxide và nitrogen Tuy nhiên, trong khuôn khổ của luận văn nghiên cứu phương pháp WAG với khí carbon dioxite (CO2) vì chúng có nhiều ưu điểm vượt trội về tính chất hóa lý cũng như áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscible Pressure) phù hợp với áp suất vỉa tại các mỏ của Việt Nam

Nếu bơm ép khí xảy ra trên áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP), là quá trình WAG có thể trộn lẫn (WAG miscible) và bơm ép khí dưới điểm MMP được gọi là WAG không trộn lẫn (WAG immiscible) Cả bơm ép WAG trộn lẫn và không trộn lẫn đã được áp dụng thành công với các loại khí khác nhau trên toàn thế giới đặc biệt là ở Mỹ, Canada, Nga và Biển Bắc Kết quả bơm ép WAG cải thiện thu hồi dầu trung bình trong khoảng 5% đến 10% (OOIP) nhưng khả năng thu hồi có thể tăng lên đến 20% như đã được báo cáo trong một số mỏ (Stenby et al, 2001.) Mặc dù phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) đã được ứng dụng thành công rộng rãi nhưng cơ chế dịch chuyển thực tế của dầu tham gia vào quá trình này vẫn chưa hoàn toàn được hiểu rõ (Righi et al, 2004.) Điều này dẫn đến rất nhiều thí nghiệm, mô hình hóa và mô phỏng số vào phương pháp phục hồi WAG ngày càng được nghiên cứu rộng rãi

Các yếu tố chính ảnh hưởng đến bơm ép WAG là tính dính ướt của vỉa, độ bất đồng nhất của vỉa, tính chất đá chứa, đặc tính lưu chất, kỹ thuật bơm ép và các thông số vận hành WAG (tỷ lệ WAG, thể tích chất lưu bơm ép, và chu kỳ) (Righi & Pascual, 2007) Phương pháp WAG đã được áp dụng thành công cho các vỉa dầu có độ thấm cao lẫn những vỉa có độ thấm rất thấp (Stenby et al, 2001)

Tại Việt Nam, mặc dù có rất nhiều công trình nghiên cứu về thu hồi dầu tăng cường nhưng đến nay những dự án được ứng dụng vào thực tế còn hạn chế Tính đến hiện tại, chỉ có một dự án bơm ép thử nghiệm khí hydrocarbon luân phiên nước tại mỏ Rạng Đông, Việt Nam, điều hành bởi công ty Japan Vietnam Petroleum Corporation (JVPC)

Mỏ Rạng Đông bắt đầu khai thác từ tháng 8/1998 tại hai đối tượng chính là đá cát kết tuổi Mioxen và đá móng nứt nẻ Tính đến năm 2010, mỏ đã khai thác được khoảng 82 triệu thùng dầu và 80 triệu bộ khối khí từ tầng chứa Mioxen hạ với hệ số thu hồi dầu

Trang 8

Giới thiệu

cuối cùng là 26,7% Sản lượng khai thác trung bình hiện nay tại đối tượng này khoảng 16.000 thùng dầu/ngày và 15 triệu bộ khối khí ngày, độ ngập nước trung bình khoảng 55% Bơm ép nước được tiến hành từ năm 2006 và cho đến nay mỏ đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng Theo đánh giá ban đầu, hiệu quả của phương pháp bơm ép WAG có thể làm tăng thêm thu hồi dầu tại đối tượng này khoảng 10 triệu thùng trong giai đoạn 2011-2020, tương đương với tổng thu hồi đạt khoảng 35% Phương pháp bơm

ép WAG đã được nghiên cứu thí nghiệm với MMP của khí đồng hành là khoảng 4800 psig (331 bar) (Phạm Đức Thắng, 2014)

Trang 9

Giới thiệu

1 Tính cấp thiết của đề tài

Hiện nay, thế giới vẫn tiếp tục đặt tầm quan trọng của nguồn năng lượng hydrocarbon lên hàng đầu Khi nhu cầu tiêu thụ nhiên liệu trên thế giới ngày càng tăng cao trong khi các nguồn năng lượng tái tạo không thể đáp ứng được, thì công việc tìm kiếm các mỏ dầu khí mới ngày càng trở nên thách thức và khó khăn hơn Bên cạnh đó, chi phí phát hiện mỏ mới khá cao và thường tập trung ở vùng có điều kiện tự nhiên bất lợi như vùng nước sâu xa bờ, vùng cực, nên công tác tiềm kiếm thăm dò cũng như khai thác dầu khí đòi hỏi các công nghệ tiên tiến hơn

Trữ lượng dầu khí trên thế giới là có hạn và không có khả năng tái tạo Vì vậy, vấn

đề đặt ra là làm thế nào để khai thác tối đá trữ lượng dầu còn sót lại trong vỉa Xuất phát

từ nhu cầu trên, vấn đề nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường đã được mở ra và ngày càng được chú trọng Cũng giống như xu hướng chung trên thế giới thì các mỏ dầu ở Việt Nam cũng đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng, nên vấn đề này lại càng được quan tâm hơn

Công nghiệp dầu khí đóng một vai trò quan trọng trong nền kinh tế quốc dân Việt Nam, chiếm 30% GDP của cả nước, nên vấn đề đảm bảo duy trì sản lượng là rất cần thiết Vì vậy việc nghiên cứu lựa chọn các phương pháp hợp lý để tận thu dầu là rất thiết yếu

Bơm ép khí bằng phương pháp luân phiên khí nước (WAG) là một phương pháp khá mới mẻ ở Việt Nam Từ các báo cáo kết quả bơm ép WAG cải thiện thu hồi dầu trung bình trong khoảng 5% đến 10% (OOIP) nhưng sự thu hồi tăng có thể lên đến 20% đã được báo cáo trong một số mỏ (Stenby et al, 2001.) thì được cho là một phương pháp

có hiệu quả cao Vì vậy, phương pháp WAG này rất cần thiết được nghiên cứu và áp dụng tại điều kiện vỉa ở Việt Nam

2 Mục đích của đề tài

Đánh giá khả năng trương nở của dầu tại mỏ SR khi trộn lẫn với khí CO2 trong thí nghiệm hòa tan-trương nở (Solubility-Swelling Experiment) và tìm áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure) phục vụ thí nghiệm bơm ép khí CO2 luân phiên nước (WAG)

Trang 10

Giới thiệu

Khảo sát khả năng cải thiện của hệ số thu hồi cuối cùng bằng cách sử dụng bơm ép kết hợp khí CO2 và nước trên mẫu lõi với quy mô phòng thí nghiệm

Hệ số thu hồi dầu thông qua bơm ép WAG sau bơm ép nước, bơm ép nước và bơm

ép WAG trước bơm ép nước được xác định và trình bày kết trên đồ thị thời gian

3 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng được khảo sát là mẫu lõi của mỏ SR, Bể Cửu Long

Kỹ thuật bơm ép WAG tiến hành thí nghiệm trên mẫu lõi để đánh giá khả năng thu hồi dầu tại những thời điểm bơm ép khác nhau (trước khi bơm ép nước thứ cấp, sau khi bơm ép nước thứ cấp)

4 Phương pháp nghiên cứu

Tổng hợp và phân tích các tài liệu về các phương pháp thu hồi dầu tăng cường, các thí nghiệm EOR, tài liệu lịch sử khai thác của mỏ SR, Bể Cửu Long Tổng hợp các kết quả thí nghiệm Hòa tan-Trương nở (Solubility Swelling Experiment), thí nghiệm tìm MMP, thí nghiệm WAG trên mẫu lõi

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

5.1 Ý nghĩa khoa học

Luận văn nghiên cứu áp dụng kỹ thuật khai thác hợp lý nhằm tận thu dầu tầng chứa cát kết Miocene hạ, mỏ SR từ nghiên cứu lý thuyết đến kết quả thực nghiệm trong phòng thí nghiệm

Luận văn chọn ra phương pháp gia tăng thu hồi dầu tối ưu dựa trên các điều kiện khai thác thực tế và điều kiện vỉa của mỏ Kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ góp phần kiểm định tính hiệu quả của phương pháp khi áp dụng vào điều kiện vỉa của Việt Nam

5.2 Ý nghĩa thực tiễn

Kết quả nghiên cứu của luận văn rất cấp thiết và đáp ứng được yêu cầu thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay là nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm tận thu dầu tầng cát kết Miocene hạ mỏ SR cũng như các mỏ dầu khác tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng

Trang 11

Giới thiệu

Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên đã được áp dụng phổ biến trên thế giới, nhưng ở Việt Nam hiện vẫn trong giai đoạn nghiên cứu ứng dụng Do vậy, kết quả nghiên cứu kiểm định tính hiệu quả cũng như ưu nhược điểm của phương pháp bơm ép WAG với khí CO2 này cũng góp phần thúc đẩy công việc nghiên cứu chuyên sâu về phương pháp hơn đối với điều kiện vỉa của Việt Nam

6 Các luận điểm bảo vệ

Hiệu quả của phương pháp WAG phụ thuộc vào loại khí được bơm ép Do đó, qua Thí nghiệm hòa tan trương nở dầu (Solubility Swelling Experiment) cho thấy khí CO2 làm giảm độ nhớt của dầu, ảnh hưởng trực tiếp đến độ linh động của dầu, cải thiện hiệu suất đẩy Qua đó, thí nghiệm này chứng minh dầu khi trộn lẫn với khí CO2 có khả năng trương nở rất tốt

Áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) của dầu vỉa với khí CO2 của tầng Miocene hạ, mỏ

SR, bể Cửu Long là 2950 psig (203.4 bar)

Bơm ép WAG trước bơm ép nước có thể thu hồi khoảng 88.6% lượng dầu trong mẫu, trong khi bơm ép nước chỉ đạt hiệu quả thu hồi khoảng 68,6% Bơm ép WAG tại thời điểm sau bơm ép nước sẽ tận thu thêm được 17,9%

7 Khối lượng và cấu trúc luận văn

Luận văn bao gồm phần giới thiệu, danh sách hình ảnh, bảng biểu, công thức và danh sách viết tắt; 6 chương nội dung và tài liệu tham khảo

Trang 12

Danh sách hình ảnh

DANH SÁCH HÌNH ẢNH

Hình 1.1: Mô tả dòng chảy trong môi trường lỗ rỗng của bơm ép nước và khí T 2 Hình 1.2: Hiện tượng tỏa ngón tại tỷ số linh động (M) khác nhau theo Habermann (1960) T 4 Hình 1.3: Ảnh hưởng của tỷ số linh động lên hiệu suất thu hồi của bơm ép ngập nước (S.M Farouq Ali and S Thomas, 1994) T 5 Hình 1.4: Hiệu suất đẩy và hiệu suất quét T 5 Hình 2.1: Biểu đồ pha CO2 T 7 Hình 2.2: Đồ thị biểu diễn độ hòa tan CO2 vào nước theo nhiệt độ và áp suất T.8 Hình 2.3: Độ hòa tan của hydrocarbon T 11 Hình 3.1: Sơ đồ các phương pháp thu hồi dầu tăng cường T 16 Hình 3.2: Sơ đồ bơm ép WAG T 17 Hình 3.3: Đồ thị ba thành phần T 21 Hình 3.4: Biều đồ pha ba thành phần nhẹ (1), trung bình (2) và nặng (3) T 22 Hình 3.5: Đồ thị pha ba thành phần cơ chế hóa hơi T 24 Hình 3.6: Đồ thị pha ba thành phần cơ chế khí ngưng tụ T 25 Hình 3.7: Mô tả cơ chế bơm ép khí không trộn lẫn qua mô hình kênh rỗng đôi T 27 Hình 3.8: (a) Đồ thị đường cong độ thấm pha khí-dầu và độ bão hòa nước; (b) Đồ thị đường cong pha khí-dầu và độ bão hòa khí Thành hệ dính ướt nước T 30 Hình 3.9: Đồ thị biểu diễn hai quá trình tháo khô và hấp thụ của pha khí (Ole

Andreas-Knappskog, 2012) T 31 Hình 3.10: Các trường hợp có thể xảy ra khi bơm ép WAG với CO2 T 34 Hình 3.11: Ảnh hưởng của tổng slug size lên hệ số thu hồi (Andrew, 1985) T 36 Hình 3.12: Ảnh hưởng của tỷ số WAG lên hệ số thu hồi (Andrew, 1985) T 37

Trang 13

Hình 3.13: Ảnh hưởng của tốc độ dòng bơm ép đến hệ số thu hồi

(Blackwell, 1960) T 39 Hình 4.1: Vị trí địa lý mỏ SR, bể Cửu Long T 42 Hình 5.1: Thiết bị thí nghiệm trương nở dầu T 50 Hình 5.2 Sơ đồ thiết bị thí nghiệm trương nở dầu T 51 Hình 5.3: Nhớt kế từ tính điện áp suất cao (a high pressure electro magnetic-

viscometer) T 53 Hình 5.4: Đồ thị Áp suất bão hòa/Áp suất điểm sương với

phần mol khí bơm ép T 54 Hình 5.5: Đồ thị Thể tích trương nở với phần mol khí bơm ép T 55 Hình 5.6: Đồ thị Phần trăm thể tích chất lỏng với áp suất T 56 Hình 5.7: Đồ thị Độ nhớt tại áp suất bão hòa với phần mol khí bơm ép T 57 Hình 5.8: Đồ thị Độ nhớt với áp suất tại 1960F T 57 Hình 5.9: Đồ thị Áp suất và phần mol của khí bơm ép (% Thể tích chất lỏng trên thể tích tại áp suất bão hòa 1960F) T 58 Hình 5.10: Thiết bị thí nghiệm slimtube xác định MMP T 62 Hình 5.11: Sơ đồ thiết bị đo áp suất trộn lẫn tối thiểu T 62 Hình 5.12: Hệ số thu hồi dầu cộng dồn cho trường hợp bơm ép 1.2 PV (%) với áp suất (psig) T 65 Hình 5.13: Đồ thị biểu diễn đường thu hồi dầu tích dồn và đường tỷ số khí-dầu tại cấp áp suất 2500 psig T 66 Hình 5.14: Đồ thị biểu diễn đường thu hồi dầu tích dồn và đường tỷ số khí-dầu tại cấp áp suất 2650 psig T 67 Hình 5.15: Đồ thị biểu diễn đường thu hồi dầu tích dồn và đường tỷ số khí-dầu tại cấp áp suất 2800 psig T 68

Trang 14

Hình 5.16: Đồ thị biểu diễn đường thu hồi dầu tích dồn và đường tỷ số khí-dầu tại cấp áp suất 2950 psig T 69 Hình 5.17: Đồ thị biểu diễn đường thu hồi dầu tích dồn và đường tỷ số khí-dầu tại cấp áp suất 3100 psig T 70 Hình 5.18: Sơ đồ hệ thống bơm ép ngập mẫu T 72 Hình 5.19: Bộ đo chênh áp (A: Differential Pressure Transducer) T 73 Hình 5.20: Mẫu lõi bọc nhựa dài 6ft (B: 6-ft Core with Epoxy Coating) T 73 Hình 5.21: Giá đỡ mẫu lõi 1 ft (B: 1ft Core holder) T 74 Hình 5.22: Bình chứa chuyển đổi chất lưu (Fluid Transfer Vessel) (C) T 74 Hình 5.23: Bơm đẩy đẳng áp Ruska (D: Ruska Positive Displacement Pump) T 75 Hình 5.24: Thiết bị điều chỉnh đối áp (E: Backpressure Regulator) T 75 Hình 5.25: Máy bơm rửa mẫu (F: Cleanup Centrifugal Pump) T 76 Hình 5.26: Cân điện tử (G: Electronic Balances) T 76 Hình 5.27: Thiết bị thu thập dữ liệu

(H: Field Point Data Acquisition Hardware) T 76 Hình 5.28: Thiết bị đọc áp suất (I: Pressure Readout) T 77 Hình 5.29: Máy đo sắc ký khí (J: Gas Chromatograph) T 77 Hình 5.30: Đồ thị biểu diễn hệ số thu hồi tích dồn với thể tích lưu chất được

bơm ép T 85 Hình 5.31: Đồ thị biểu diễn hệ số thu hồi tích dồn và thể tích chất lưu bơm ép trong bơm ép WAG sau bơm ép nước T 86 Hình 5.32: Đồ thị biểu diễn hệ số thu hồi tích dồn và thể tích chất lưu bơm ép trong bơm ép WAG sau bơm ép nước T 86 Hình 5.33: Đồ thị biểu diễn hệ số thu hồi tích dồn theo thể tích bơm ép T 87

Trang 15

Danh sách bảng biểu

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 2.1: Độ hòa tan của CO2 trong nước theo áp suất và nhiệt độ T 8 Bảng 2.2: Biến đổi tỷ trọng và độ nhớt theo áp suất, nhiệt độ T 9 Bảng 2.3: Bảng so sánh tính chất của ba khí CO2, N2, hydrocarbon T 10 Bảng 4.1: So sánh điều kiện áp dụng phương pháp WAG T 45 Bảng 5.1: Thông số mẫu lõi X T 47 Bảng 5.2: Bảng tính chất lưu chất đơn pha tại 1960 F T 48 Bảng 5.3 Thành phần dầu tại mỏ SR, bể Cửu Long T 49 Bảng 5.4: Tóm tắt dữ liệu kết quả thí nghiệm Trương nở dầu tại nhiều cấp mol khí được bơm ép T 53 Bảng 5.5: Kết quả thí nghiệm tại áp suất 1960F (chất lưu vỉa ban đầu) T 50 Bảng 5.6: Thông số mẫu slimtube T 64 Bảng 5.7: Tóm tắt dữ liệu thí nghiệm Áp suất trộn lẫn tối thiểu T 64 Bảng 5.8: Các thông số áp dụng vào bơm ép WAG T 83 Bảng 5.9: Bảng tóm tắt kết quả thí nghiệm T 84

Trang 16

Danh sách công thức

DANH SÁCH CÔNG THỨC

Công thức 1.1: Định luật Darcy T 1 Công thức 1.2: Độ linh động của dầu T 2 Công thức 1.3: Độ linh động của nước T 2 Công thức 1.4: Tỷ số độ linh động T 3 Công thức 1.5: Hiệu suất đẩy T 6 Công thức 1.6: Hiệu suất quét T 6 Công thức 1.7: Hiệu suất thu hồi tổng T 6 Công thức 3.1: Tỷ số linh động trong quá trình bơm ép khí T 18 Công thức 3.2: Tỷ số trọng lực nhớt T 19 Công thức 3.3: Độ rỗng T 29 Công thức 3.4: Độ thấm tương đối của dầu T 29 Công thức 3.5: Độ thấm tương đối của nước T 29 Công thức 3.6: Độ thấm tương đối của khí T 30 Công thức 3.7: Tổng độ bão hòa T 32 Công thức 3.8: Tỷ số trọng lực nhớt T 38 Công thức 5.1: Tiêu chí tỷ lệ của Leas và Rappaport T 78 Công thức 5.2: Tính toán độ thấm tuyệt đối bằng phương trình Darcy T 80

Trang 17

Danh sách viết tắt

DANH SÁCH VIẾT TẮT

WAG: Khí luân phiên nước

OOIP: Trữ lượng tại chỗ ban đầu

MMP: Áp suất trộn lẫn tối thiểu (psig)

PV: Thể tích lỗ rỗng (ml)

HCPV: Thể tích lỗ rỗng chứa hydrocacbon

VGR: tỷ số giữa lực ngang trên lực đứng

IHCPV: Thể tích lỗ rỗng chứa hydrocacbon ban đầu

GOR: tỷ số khí-dầu (scf/bbl)

Trang 18

Chương 1: Khái niệm cơ bản

CHƯƠNG 1: KHÁI NIỆM CƠ BẢN

và áp suất Định luật Darcy được thể hiện bằng toán học như sau:

Q = k A

μ

∆p

L (Công thức 1.1) Trong đó:

Q: là lưu lượng dòng chảy qua lỗ rỗng [cm3/s]

k: độ thấm [D]

µ: độ nhớt [cP]

∆p : chênh lệch áp suất trong môi trường [atm]

L, A: chiều dài của môi trường (cm) và tiết diện ngang của dòng chảy [cm2]

Định luật Darcy chỉ áp dụng trong một số điều kiện sau:

Trang 19

1.2 Dòng chảy đa pha trong môi trường lỗ rỗng

Dòng chảy đa pha được hiểu là dòng chảy có nhiều hơn một pha trong môi trường lỗ rỗng tại cùng một thời điểm Dòng lưu chất chảy qua môi trường lỗ rỗng có thể ổn định hoặc không ổn định Trong dòng chảy ổn định, tất cả các tính chất vĩ mô (lưu lượng, vận tốc,…) không thay đổi theo thời gian Trong khi đó dòng chảy không ổn định thì những tính chất ấy thay đổi theo thời gian Các thông số ảnh hưởng đến dòng chảy đa pha là:

độ bão hòa, tính dính ướt, áp suất mao dẫn, sức căng bề mặt và độ thấm tương đối Thông thường dòng chảy 2 pha phổ biến liên quan đến phương pháp thu hồi dầu; nó có thể là dầu và khí, dầu và nước hoặc dầu và chất hòa tan của chất hoạt động bề mặt hoặc polymer Dòng chảy 3 pha thì liên quan đến dòng chảy của khí, nước, dầu trong môi trường rỗng

Hình 1.1: Mô tả dòng chảy trong môi trường lỗ rỗng của bơm ép nước và khí

Trang 20

Với:

λo: độ linh động của dầu [ D/cP]

λw: độ linh động của nước [D/cP]

ko, kw: độ thấm pha dầu và độ thấm pha nước [D]

kro, krw: độ thấm tương đối của dầu và độ thấm tương đối của nước

Độ linh động của chất lưu được bơm ép trong phương pháp WAG ảnh hưởng đến tính ổn định của đới phía trước chuyển dịch (the stability of displacement front) Đới này được hiểu chính là thể tích chất bơm ép được tiếp xúc với đới dầu Kiểm soát độ linh động thích hợp có thể làm tăng hiệu suất thu hồi dầu

Khi một chất lưu đẩy một chất lưu khác thì tỷ số linh động (M) được định nghĩa là tỷ

số giữa độ linh động của chất lưu đẩy với độ linh động của chất bị đẩy

M = λChất đẩy

λChất bị đẩy =

(λg+ λW)(λo+ λW) =

(Kμg

g + Kμw

w)(Kμo

o + Kμw

w) (Công thức 1.4)

Trong đó:

M: tỷ số linh động trong bơm ép khí nước luân phiên

𝜆𝐶ℎấ𝑡 đẩ𝑦 : độ linh động của nước và khí

𝜆𝐶ℎấ𝑡 𝑏ị đẩ𝑦 : độ linh động của dầu và nước

𝐾𝑔, 𝐾𝑤, 𝐾𝑜: độ thấm của khí, nước và dầu [D]

𝜇𝑔, 𝜇𝑤, 𝜇𝑜: độ nhớt của khí, nước và dầu [cP]

Khi tỷ số M < 1, thì ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định và quá trình được diễn

ra như pittông đẩy

Khi tỷ số M > 1, ranh giới dầu nước dịch chuyển không ổn định, tạo lưỡi nước và hiện tượng tỏa ngón

Trang 21

Hình 1.2 cho thấy hiện tượng tỏa ngón tại tỷ số linh động (M) khác nhau theo Habermann (1960) Hình ảnh cho thấy hiện tượng khí đẩy dầu ở đới phía trước chuyển dịch hình dạng giống ngón tay, hình ảnh tiêu biểu cho mô hình bơm ép 5 điểm ở những giá trị tỷ số linh động khác nhau Tại tỷ số linh động là 0.15, cho thấy đới phía trước chuyển dịch ổn định và không xảy ra hiện tượng phân tỏa dạng ngón Hiệu suất quét diện tích đạt đến 95% Tại tỷ số linh động (M) là 1 thì đới chuyển dịch kém ổn định hơn

so với khi M=0.15, hiệu suất quét diện tích đạt 80% Với M=71.5, hiện tượng phân tỏa dạng ngón chiếm ưu thế, hiệu suất quét diện tích chỉ đạt 40% Do đó, dựa vào giá trị tỷ

số linh động, sự xuất hiện của hiện tượng phân tỏa dạng ngón trong đới chuyển dịch có thể dự báo được chính xác

Hình 1.2: Hiện tượng tỏa ngón tại tỷ số linh động (M) khác nhau theo Habermann

(1960) Hình 1.3 cho thấy hiệu suất phương pháp bơm ép nước phụ thuộc vào tỷ số linh động,

tỷ số linh động càng dần về 1, nước dịch chuyển ổn định, làm tăng hiệu suất quét diện tích, dẫn đến dầu được đẩy ra nhiều hơn

Trang 22

Hình 1.3: Ảnh hưởng của tỷ số linh động lên hiệu suất thu hồi của bơm ép ngập

nước (S.M Farouq Ali and S Thomas, 1994)

1.4 Hiệu suất đẩy và hiệu suất quét

Hiệu suất đẩy hay còn gọi là hiệu suất với quy mô kênh rỗng (microscopic efficiency)

và hiệu suất quét thể tích hay còn gọi là hiệu suất với quy mô lớn toàn mỏ (macroscopic efficiency) được dùng để đánh giá mức độ thành công của phương pháp bơm ép (có thể

là khí, nước hoặc WAG) (Speight, 2009) Hiệu suất đẩy là tỷ lệ lượng dầu được đẩy ra khỏi lỗ rỗng bởi chất lưu bơm ép Hiệu suất quét thể tích là thể tích phần có thể làm ngập của vỉa được tiếp xúc với chất lưu bơm ép (Tarek, 2001)

Hình 1.4: Hiệu suất đẩy và hiệu suất quét

Trang 23

Công thức toán học:

𝐸𝑑 =𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟

𝑆𝑜𝑖 (𝐶ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐 1.5)

𝐸𝑣 = 𝐸𝐴× 𝐸𝐼 (𝐶ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐 1.6) Trong đó:

Ed: Hiệu suất đẩy (%)

Soi: Độ bão hòa ban đầu

Sor: Độ bão hòa dầu dư

Ev: Hiệu suất quét thể tích (%)

EI: Hiệu suất quét đứng (%)

EA: Hiệu suất quét diện tích (%)

Hiệu suất quét diện tích là tỷ số của phần diện tích xâm lấn hoặc tiếp xúc bởi chất lưu bơm ép

Hiệu suất quét đứng là tỷ số của tổng chiều cao vỉa tiếp xúc với chất lưu bơm ép so với tổng chiều cao của vỉa

Tích số của hai hiệu suất quét trên (diện tích và đứng) là hiệu suất quét thể tích Hiệu suất quét thể tích là tỷ lệ của thể tích vỉa có thể quét được hay tiếp xúc được bằng nước bơm ép Hiệu suất thu hồi dầu tổng là tích số của hiệu suất đẩy Ed và hiệu suất quét thể tích Ev (Thakur & Satter, 1998)

Công thức toán học:

𝐸 = 𝐸𝑑× 𝐸𝑣 (𝐶ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐 1.7) Trong đó, E là hiệu suất thu hồi tổng (%)

Trang 24

Chương 2: Tính chất lý hóa của khí CO2

có thể thay đổi trong khoảng rất rộng và có thể đạt tới xấp xỉ tỷ trọng của dầu

Hình 2.1: Biểu đồ pha CO2

CO2 đặc biệt được quan tâm trong việc nâng cao hệ số thu hồi dầu do có tính chất lưu biến quan trọng và mức độ hòa tan vào nước Khi ở nhiệt độ 150C và 14.6 pisg một thể tích nước hấp thụ 1 thể tích khí CO2 Khoảng một phần trăm khí CO2 tan vào nước tạo thành axit cacbonic, tạo thành dung dịch có độ pH khoảng 3.2 đến 3.7 Hàm lượng CO2 hấp thụ tỷ lệ thuận với áp suất, tại nhiệt độ 150C và 58.8 psig, một thể tích nước hòa tan được 4 thể tích CO2

Trang 25

2.2 Độ hòa tan CO 2 trong nước

Hình 2.2: Đồ thị biểu diễn độ hòa tan CO2 vào nước theo nhiệt độ và áp suất

(Ram B Gupta, 2007)

Độ hòa tan của khí CO2 từ đồ thị trên cho thấy nó tỷ lệ nghịch với nhiệt độ và tỷ lệ thuận với áp suất Tuy nhiên, độ hòa tan của CO2 lớn hơn độ hòa tan của hydrocarbon (CH4 , C2, C3, C4) vốn tan ít trong nước và N2 tan rất ít trong nước

T ( 0 C, 0 K) P (psig và bar) Solubility (kg/m 3 )

(Ram B Gupta, 2007)

Trang 26

2.3 Tỷ trọng và độ nhớt biến đổi theo nhiệt độ

Áp suất (psig và bar) Nhiệt độ ( 0 C) Tỷ trọng (kg/m 3 ) Độ nhớt (cP)

Trang 27

trương nở phụ thuộc vào hàm lượng CH4 trong dầu Bởi vì CO2 không thể thay thế hoàn toàn CH4 khi chúng tương tác với chất lưu vỉa, hàm lượng CH4 trong dầu càng nhiều thì

độ trương nở của dầu càng giảm CO2 có những ảnh hưởng trong quá trình bơm ép như sau:

 Tăng cường sự trương nở

 Giảm độ nhớt của dầu

 Tăng khối lượng riêng của dầu

 Hòa tan được trong nước

 Có thể hóa hơi và tách chiết một phần dầu

 Có thể trộn lẫn được với dầu thấp hơn các loại khí bơm ép khác

 Giảm tỉ trọng của nước

 Làm giảm sự khác biệt giữa tỉ trọng của nước và dầu, sau đó là giảm quá trình phân dị trọng lực

 Làm giảm sức căng bề mặt của dầu và nước, và kết quả là làm tăng hiệu suất đẩy

 An toàn trong quá trình xử lý và điều áp hơn khí hydrocarbon

 Bơm ép CO2 là một giải pháp để làm giảm hiệu ứng nhà kính

So sánh tính chất vật lý của CO2 với khí N2 và khí hydrocarbon

Đặc tính của lưu chất tại điều kiện vỉa (91 0 C, 3100 psig)

Độ hòa tan trong nước (kg/m 3 ) 3.050 0.65 0.055

Tỷ trọng tại điều kiện nhiệt độ

vỉa (kg/m 3 )

C2H6: 206 C3H8: 220 C4H10: 2549

Trang 28

Hình 2.3: Độ hòa tan của hydrocarbon (930C-2000F) (William D McCain, 1990) Hình 2.3 cho thấy độ hòa tan của metan tốt hơn etan, propan và butan ở cùng điều kiện áp suất

2.4.2 Nhược điểm

Một trong những khó khăn chính trong việc đạt được hiệu quả của bơm ép khí CO2

là tính linh động cao của chúng Tỉ trọng và độ nhớt tương đối thấp của CO2 dễ dàng xảy ra hai hiện tượng là xâm nhập dạng lưỡi trọng lực (Override segregation) và phân dạng tỏa ngón (Viscous fingering) Ảnh hưởng của bơm ép khí CO2 trầm trọng hơn so với những gì mà quá trình bơm ép nước mang lại

Để tránh những tác động tiêu cực, nhiều nỗ lực phải được thực hiện để cải thiện hiệu suất quét là:

 Bơm ép luân phiên khí CO2 và nước (WAG)

 Tạo thêm bọt hòa tan cùng với CO2

Hiệu suất quét thể tích có thể được cải thiện đáng kể bằng cách tiến hành bơm ép WAG Tính linh động của khí trong vỉa sẽ được giảm thiểu và có thể gần với tính linh động của nước Tuy nhiên, để đánh giá một cách đầy đủ về quá trình này cần tính đến ảnh hưởng có thể có của độ trễ (hysteresis) trong độ thấm tương đối của sự tháo khô

Trang 29

(Drainage) và hấp thụ (Imbibition), điều này quan trọng để tìm được một tỉ lệ nước/CO2 tối ưu Một lựa chọn khác để giảm tính linh động của CO2 là tiến hành tạo bọt hòa tan với bơm ép CO2 Chúng có thể làm cải thiện điều kiện quét cũng như chặn (blocking) CO2 trong các lớp có khả năng thấm tốt

Trang 30

Chương 3: Kỹ thuật bơm ép khí – phương pháp khí nước luân phiên (WAG)

CHƯƠNG 3: KỸ THUẬT BƠM ÉP KHÍ – PHƯƠNG PHÁP KHÍ NƯỚC

LUÂN PHIÊN (WAG)

3.1 Các giai đoạn thu hồi dầu

Quá trình khai thác dầu tại các mỏ có thể chia thành ba giai đoạn: giai đoạn khai thác

sơ cấp, giai đoạn khai thác thứ cấp và giai đoạn khai thác tam cấp Ứng với mỗi giai đoạn khai thác, công nghệ áp dụng trên mỏ sẽ khác nhau

3.1.1 Thu hồi dầu sơ cấp

Thu hồi sơ cấp là thu hồi dầu chỉ dựa vào nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa (Archer

& Wall, 1986) Khi áp suất vỉa ban đầu lớn hơn áp suất thủy tĩnh hay khi áp suất vỉa ban đầu lớn hơn tổng tổn thất áp suất của dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt, thì dầu sẽ tự phun bằng chính áp suất tự nhiên của vỉa Dầu được đẩy từ lỗ rỗng đi vào trong giếng thông qua nguồn năng lượng vỉa hoặc cơ chế trọng lực, kết hợp với công nghệ đẩy nhân tạo (bơm) để mang dầu lên trên bề mặt Cơ chế năng lượng tự nhiên cung cấp nguồn năng lượng từ vỉa dầu, được trình bày như sau: cơ chế giãn nở đất đá và chất lưu, cơ chế suy giảm, cơ chế mũ khí, cơ chế nước vỉa, cơ chế trọng lực, cơ chế tổng hợp Khi mà nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa không còn đủ để duy trì lưu lượng khai thác, thì những phương pháp nhân tạo được sử dụng để cung cấp năng lượng cho vỉa

3.1.2 Thu hồi dầu thứ cấp

Thu hồi thứ cấp là giai đoạn thu hồi sử dụng kỹ thuật để làm tăng nguồn năng lượng

tự nhiên của vỉa bằng chất lưu bơm ép nhân tạo (khí hoặc nước) vào trong vỉa để gia tăng áp lực buộc dầu chảy vào giếng và phun lên bề mặt (Speight, 2009) Mục đích của phương pháp thu hồi thứ cấp là phục hồi và duy trì áp suất vỉa Khi nguồn áp suất vỉa này trong điều kiện bình thường bị giảm rất nhanh trong giai đoạn thu hồi sơ cấp Bơm ép nước và bơm ép khí là hai phương pháp thu hồi thứ cấp Bơm ép nước liên quan đến lượng nước bơm vào trong vỉa để quét dầu vào giếng khai thác và duy trì áp suất vỉa, khi sự giãn nở chất lưu hoặc mũ khí không đủ để duy trì áp suất Bơm ép khí

Trang 31

là quá trình khí được bơm ép vào trong vỉa dầu với mục đích tăng hệ số quét ở vỉa đối với dầu sót, cũng như duy trì áp suất vỉa Khí bơm ép vào dầu làm giãn nở dầu và lực giãn nở làm dầu dễ dàng đi từ lỗ rỗng vào trong giếng và lên bề mặt (Zerón, 2012)

3.1.3 Thu hồi dầu tam cấp

Thu hồi dầu tam cấp (hay còn gọi là thu hồi dầu tăng cường) là thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép hóa học, bơm ép khí bằng cách bơm ép những vật chất không có sẵn trong vỉa ở điều kiện bình thường (Russell John, 2014)

Phương pháp thu hồi dầu tăng cường bao gồm tất cả các phương pháp sử dụng những nguồn năng lượng hoặc/và vật chất bên ngoài để tận thu nguồn dầu mà nó không thể khai thác được ở điều kiện thông thường (PETE 609 – Module 1, Dr Maria Antonieta Barrufet)

Thu hồi dầu tăng cường bằng bơm ép chất hóa học hoặc bơm ép khí là giai đoạn thu hồi dầu có công nghệ rất phức tạp Công nghệ được áp dụng để gia tăng hay thúc đẩy dòng chảy của lưu chất vào trong vỉa Để tăng cường hiệu quả khai thác dầu, phương pháp thu hồi tam cấp chú trọng đến những loại lưu chất bơm ép khác hiệu quả hơn là nước thuần túy và khí không thể trộn lẫn (Zerón, 2012)

Và các nguồn năng lượng hoặc vật chất bơm ép phải đáp ứng các mục tiêu sau: + Tăng cường nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa

+ Tương tác với hệ thống đá chứa/dầu để tạo điều kiện thuận lợi thu hồi nguồn dầu còn lại Bao gồm những mục tiêu khác như:

 Giảm sức căng bề mặt giữa chất lưu đẩy và dầu (Reduction of the interfacial tension between the displacing fluid and oil)

 Tăng chỉ số mao dẫn (Increase the capillary number)

 Giảm lực mao dẫn (Reduce capillary forces)

 Tăng độ nhớt của nước bơm ép (Increase the drive water viscosity)

 Kiểm soát độ linh động chất lưu bơm ép (Provide mobility-control)

 Làm trương nở dầu (Oil swelling)

 Giảm độ nhớt của dầu (Oil viscosity reduction)

Trang 32

 Biến đổi tính dính ướt của đá vỉa (Alternation of the reservoir rock wettability) Thu hồi tam cấp thường được áp dụng để thu hồi thêm lượng dầu sót trong vỉa, sau khi cả hai giai đoạn thu hồi sơ cấp và thứ cấp đã đạt ngưỡng kinh tế tối thiểu nhất Các phương pháp thu hồi dầu tăng cường bao gồm: Phương pháp nhiệt, hóa học, khí và vi sinh (Speight, 2009) Hình 2.1 trình bày sơ đồ các phương pháp thu hồi dầu tăng cường Trong hình 2.1, phương pháp WAG là một giải pháp của bơm ép khí nhằm tăng cường thu hồi dầu Phương WAG bao gồm hai quá trình: tháo khô (Drainage: D) và hấp thụ (Imbibition: I) nó diễn ra đồng thời hoặc luân phiên theo chu kỳ trong vỉa (Nezhad, 2006) Phương pháp này ban đầu được đề xuất như là một giải pháp cải thiện hiệu suất quét thể tích trong suốt quá trình bơm ép khí Phương pháp WAG được áp dụng rộng rãi để cải thiện hệ số thu hồi từ các mỏ trưởng thành bằng cách bơm ép lại khí đồng hành vào giếng bơm ép nước Do độ nhớt khí thấp nên độ linh động khá cao vì thế hiệu suất quét thể tích rất kém (Hustad & Holt, 1992) Bơm ép nước sau bơm ép khí có thể kiểm soát độ linh động của khí và ổn định đới phía trước chuyển dịch Phương pháp bơm ép WAG bao gồm lợi ích của cả bơm ép khí và nước, nghĩa là hiệu suất quét vĩ mô (thể tích) được cải thiện của bơm ép ngập nước (water flooding) kết hợp với hiệu suất đẩy cao của bơm ép khí do đó làm gia tăng sản lượng dầu (Kulkarni & Rao, 2005)

Kỹ thuật bơm ép WAG có thể cải thiện thu hồi dầu thông qua trao đổi thành phần giữa chất lưu bơm ép và vỉa dầu (Stenby et al, 2001) Sự trao đổi thành phần dẫn đến trương nở dầu và giảm độ nhớt của dầu, dẫn đến dầu trở nên linh động hơn Sự giảm thiểu độ bão hòa dầu sót tại ba pha, hiệu ứng trễ (hyteresis effects) và sự giảm thiểu sức căng bề mặt đều là những cơ chế có thể thu hồi thêm dầu trong suốt quá trình bơm ép khí không trộn lẫn bằng phương pháp WAG (Righi, 2004) Sự làm giảm sức căng bề mặt của pha khí và dầu cũng như giữa pha dầu và nước cho phép khí đẩy dầu từ những

lỗ rỗng nhỏ mà nước không thể xâm nhập vào Bơm ép nước với sự có mặt của pha khí dẫn đến một phần khí bị bẫy lại trong lỗ rỗng Điều đó là cơ chế huy động thêm dầu tại

độ bão hòa thấp và sự suy giảm tác động ở độ bão hòa dầu sót ba pha

Trang 33

Hình 3.1: Sơ đồ các phương pháp thu hồi dầu tăng cường

Trang 34

Kể từ năm 1957, dự án bơm ép khí bằng phương pháp WAG đầu tiên được áp dụng tại Canada và ngày càng được áp dụng rộng rãi bởi vì hiệu suất thu hồi dầu được cải thiện đáng kể Kết quả báo cáo rằng 80% các dự án WAG ở USA có đạt hiệu quả kinh

tế (Sanchez, 1999) Trong 59 mỏ, áp dụng phương pháp WAG cho kết quả cải thiện hệ

số thu hồi dầu trung bình từ 5% đến 10% OOIP (Original Oil In Place) (Stenby, 2001)

Hệ số thu hồi dầu trung bình của phương pháp WAG trộn lẫn và không thể trộn lẫn được tính toán tương ứng là 9.7% và 6.4% OOIP Sử dụng khí CO2 cho kết quả hệ số thu hồi dầu được cải thiện hơn so với khí hydrocacbon

Hình 3.2: Sơ đồ bơm ép WAG Nhằm khắc phục những nhược điểm của bơm ép khí, ý tưởng về phương pháp bơm

ép nước với khí được Claude và Dyes trình bày vào năm 1958 Trên thực tế, nước và khí thường được bơm ép xen kẽ từng chút một, hay xen kẽ từng nút hơn là bơm ép nước

và khí đồng thời Hình minh hoạ phương pháp bơm ép WAG trình bày trên hình 3.2

Trang 35

3.2 Tổng quan về bơm ép khí bằng phương pháp WAG

Báo cáo dự án bơm ép khí bằng phương pháp WAG được công bố đầu tiên ở vùng

mỏ North Pembina, Alberta, Canada vào năm 1957 (Stenby et al, 2001) Dự án thí điểm này được điều hành bởi Mobil và báo cáo không có sự bất thường bơm ép nào (Mirkalaei

et al., 2011) Một dự án WAG khác được thực hiện bởi Caudle và Dyes năm 1958 Họ

đã đề xuất và thực hiện thí nghiệm của bơm ép đồng thời khí và nước trên mẫu lõi, kết quả cho thấy rằng hiệu suất quét cuối cùng khoảng 90% so với hiệu suất quét của bơm

Hệ số thu hồi dầu tăng lên được cho là có sự cải thiện hiệu suất đẩy của bơm ép khí, tăng cường hiệu suất quét bằng bơm ép nước và sự trao đổi thành phần giữa khí với dầu

Ở vùng Biển Bắc, phương pháp WAG làm cải thiện hệ số thu hồi thông qua tiếp xúc với những đới không quét được của vỉa

Stenby và nnk (2001) đã giải thích rằng hiệu suất quét ngang (diện tích) và hiệu suất quét đứng góp phần ảnh hưởng đến hiệu quả thu hồi tổng cộng như thế nào Hiệu suất quét ngang phụ thuộc vào tính ổn định của đới phía trước chuyển dịch, và nó được xác định bởi tỷ số linh động Tỷ số linh động trong quá trình bơm ép khí như sau:

𝑀 = 𝑘𝑟𝑔

𝜇𝑔

𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜 (𝐶ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐 3.1)

Tỷ số linh động thích hợp (M<1) để ổn định đới phía trước chuyển dịch và điều đó

có thể đạt được bằng cách giảm độ thấm tương đối của khí hoặc làm tăng độ nhớt của khí Ổn định đới phía trước chuyển dịch làm tăng cường hiệu suất quét ngang, do đó làm tăng cường hiệu quả thu hồi tổng Hiệu suất quét đứng rất quan trọng khi có sự xuất

Trang 36

hiện hiện tượng phân dị trọng lực của chất lưu trong quá trình bơm ép WAG Tỷ số trọng lực nhớt (Viscous Gravity Ratio) là thông số ảnh hưởng đến hiệu suất quét đứng, có công thức là:

𝑅𝑣/𝑔 = ( 𝑣 𝜇𝑜

𝑘𝑔∆𝜌) (

𝐿

ℎ) (𝐶ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐 3.2) Trong đó:

số khác không thay đổi (Arogundade, Shahverdi & Sohrabi, 2013)

Righi và nnk (2004) đã tiến hành thí nghiệm bơm ép WAG không trộn lẫn (WAG immiscible) Và kết quả thí nghiệm cho thấy rằng bơm ép WAG làm tăng đáng kể lượng dầu thu hồi tam cấp, dẫn đến độ bão hòa dầu sót cuối cùng đạt 13% PV Theo đó, hiệu quả thu hồi dầu của IWAG ( Immiscible Water Alternating Gas) cao hơn bơm ép ngập nước (Water flooding) do có nhiều cơ chế và một trong số chúng là cải thiện hiệu suất quét thể tích bằng nước theo sau khí Trong cơ chế này, khí tự do có mặt trong môi trường lỗ rỗng, đó là nguyên nhân dẫn đến độ thấm tương đối của nước tại đới ba pha (khí, dầu và nước) nhỏ hơn khi lỗ rỗng bị chiếm chỉ hai pha (dầu và nước) Cơ chế này làm tháo nước đến đới không quét được, do đó cải thiện hiệu suất quét thể tích Một cơ chế khác là làm giảm sức căng bề mặt (IFT: Interfaction Tension) Thực tế cho thấy, sức căng bề mặt của khí – dầu thấp hơn sức căng bề mặt của nước – dầu, nên khí có khả năng đẩy nhiều dầu hơn từ lỗ rỗng mà nước không thể làm được Cơ chế này làm cải

Trang 37

thiện hiệu suất đẩy Hiện tượng bẫy khí sau chu kỳ hấp thụ (Imbibition) là một cơ chế khác làm tăng cường thu hồi dầu Bẫy khí là nguyên nhân huy động lượng dầu ở độ bão hòa thấp, làm giảm tác động của độ bão hòa dầu dư ba pha Cải thiện hiệu quả thu hồi dầu của WAG cũng được thể hiện ở cơ chế trao đổi thành phần giữa dầu và khí bơm ép Khí bơm ép làm dầu trương nở và giảm độ nhớt của dầu Sự giảm độ nhớt ở dầu có thể làm dầu trở nên linh động hơn và trở nên dễ dịch chuyển hơn Độ nhớt giảm dẫn đến tỷ

số linh động cải thiện hơn trong vỉa dưới bão hòa (Righi et al, 2004)

3.3 Phân loại bơm ép khí

Bơm ép khí được phân loại dựa vào phương pháp bơm ép Phân loại phổ biến nhất là phương pháp bơm ép trộn lẫn (miscible) và không trộn lẫn (immiscible) Bơm ép trộn lẫn (miscible) và không trộn lẫn (immiscible) là một cách phân loại dựa vào tính chất của dầu, chất khí bơm ép cũng như áp suất và nhiệt độ vỉa (Lyons & Plisga, 2005) Đối với phương pháp bơm ép WAG là một giải pháp trong bơm ép khí và được phân loại theo như bơm ép khí

3.3.1 Bơm ép khí bằng phương pháp WAG trộn lẫn (WAG miscible)

Ở phương pháp bơm ép khí này, áp suất bơm ép được duy trì trên áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP: Minimum Miscibility Pressure) của chất lưu MMP là áp suất tối thiểu cần thiết để quá trình trộn lẫn xảy ra giữa hai chất lưu Quá trình trộn lẫn xảy ra khi hai chất lưu trộn lẫn với nhau với tỷ lệ thích hợp mà không có phản ứng hóa học giữa chúng (Donaldson, Chilingar, & Yen, 1989) Nếu như áp suất hạ xuống dưới điểm MMP, thì quá trình trộn lẫn sẽ dừng lại Trong quá trình khai thác thực tế, điều đó rất khó để duy trì áp suất trộn lẫn tối thiểu; do đó có sự chuyển tiếp qua lại giữa bơm ép khí trộn lẫn (miscible) và không trộn lẫn (immiscible) Đa số dự án bơm ép khí trộn lẫn bằng phương pháp khí nước luân phiên (miscible) thường được dùng trên đất liền, vì khoảng cách giữa các giếng thường rất gần (Stenby et al, 2001) Bơm ép khí trộn lẫn (WAG miscible) mang lại hệ số thu hồi dầu tốt hơn bơm ép khí không trộn lẫn (immiscible)

3.3.1.1 Cơ chế trộn lẫn

Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu được phân loại thành hai cơ chế chính là trộn lẫn tiếp xúc một lần (First contact miscible) và trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần (Multiple contact

Trang 38

miscible) Trong đó cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần được tách ra thành hai dạng là trộn lẫn với cơ chế ngưng tụ (Condensing gas drive) và trộn lẫn với cơ chế hóa hơi (Vaporizing gas drive)

Để giải thích những quá trình khác nhau trong cơ chế trộn lẫn của khí, biểu đồ ba thành phần được đề ra và sử dụng rộng rãi Theo biểu đồ bên dưới, biểu diễn ba thành phần nhẹ (1:C1, N2, CO2), trung gian (2: C2-C6), nặng (3: C7+)

Đường (I2-J3) trong hình 3 không đi qua khu vực hai pha hoặc cắt đường đứt nét tới hạn, là quá trình trộn lẫn tiếp xúc một lần Đường (I1-J1) đi qua toàn bộ khu vực hai pha,

là quá trình không trộn lẫn Khi đường thành phần ban đầu và thành phần được bơm ép nằm phía đối diện của đường đứt nét tới hạn, thì quá trình ngưng tụ (I1-J2) hoặc bay hơi (I2-J1) (Odd Magne Mathiassen, 2003)

Hình 3.3: Đồ thị pha ba thành phần

3.3.1.2 Cơ chế trộn lẫn tiếp xúc một lần

Phương pháp trực tiếp nhất để đạt được quá trình trộn lẫn là được bơm ép dung môi

có thể trộn lẫn hoàn toàn với dầu, tạo thành một pha duy nhất Để đạt được trạng thái trộn lẫn tiếp xúc một lần giữa dầu với dung môi, thì áp suất phải duy trì trên áp suất

Trang 39

ngưng tới hạn, vì tất cả hỗn hợp dung môi-dầu trên áp suất này đều trở thành một pha duy nhất

Để dễ dàng đạt được quá trình trộn lẫn tiếp xúc một lần, chất lưu bơm ép nên là khí dầu khí hóa lỏng (Liquefied Petroleum Gas) hoặc chất solvent (khí tự nhiên, propan) Hai chất lưu được gọi là trộn lẫn tiếp xúc một lần nếu như kết quả cho thấy hỗn hợp

ở trạng thái một pha, khi chất lưu bơm ép trộn lẫn với dầu vỉa ngay lần đầu tiên tiếp xúc tại mọi tỷ lệ Áp suất trộn lẫn tối thiểu tiếp xúc một lần (First contact minimum miscible pressure: FCMMP) là áp suất thấp nhất mà tại đó dầu vỉa và khí bơm ép trộn lẫn với mọi tỷ lệ (Odd Magne Mathiassen, 2003)

Hình 3.4: Biều đồ pha ba thành phần nhẹ (1), trung bình (2) và nặng (3)

Khí A là khí được bơm ép, dầu B là dầu vỉa Nếu như thay đổi thành phần khí A hàm lượng càng nhiều hợp chất nhẹ như C1, CO2, N2 thì áp suất tiếp xúc trộn lẫn tối thiểu (FCMMP) càng thấp (P’>P)

Trang 40

3.3.1.3 Cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần

Áp suất trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần (MCMMP hoặc MMP) là áp suất nhỏ nhất mà tại

đó pha dầu và pha khí cho xảy ra quá trình tiếp xúc nhiều lần, giữa dầu vỉa và chất khí bơm ép được trộn lẫn tại mọi tỷ lệ

Chất lưu bơm ép trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần thường là khí thiên nhiên ở áp suất cao, khí thiên nhiên làm giàu, khí thải (flue), nitơ (N2) hoặc CO2 Những chất lưu này không trộn lẫn tiếp xúc một lần và tồn tại ở vùng hai pha khi chúng trộn lận trực tiếp với chất lưu vỉa Sự trộn lẫn xảy ra bởi sự trao đổi thành phần với kết quả từ tiếp xúc nhiều lần

và lặp lại giữa dầu với chất lưu bơm ép trong vỉa Có hai quá trình chính là quá trình bay hơi và ngưng tụ (Odd Magne Mathiassen, 2003)

A Quá trình khí hóa hơi

Sự trộn lẫn có được là do chuyển giao khối lượng của các thành phần trong hỗn hợp, sinh ra từ các điểm tiếp xúc giữa dầu và CO2 bơm ép vào vỉa Cơ chế trộn lẫn giữa CO2

và dầu vỉa mang đặc điểm chính của cơ chế hóa hơi Bằng việc sử dụng CO2 thì các phân tử có khối lượng mol cao có thể được tách ra

Cơ chế khí hóa hơi là một trường hợp riêng của cơ chế trộn lẫn tiếp đa tiếp xúc và dựa trên sự hóa hơi của các thành phần dầu trung bình trong dầu vỉa Khi vùng chuyển tiếp trộn lẫn được tạo ra, các thành phần C2-C6 được CO2 tách ra do áp suất bơm ép cao (CO2 có thể chiết tách được đến thành phần C30) và pha khí lúc này trở nên giàu thành phần trung bình hơn đồng thời tiếp tục di chuyển vào trong vỉa Quá trình trộn lẫn khí hóa hơi có thể gần như thay thế toàn bộ dầu trong vùng mà nó tiếp xúc Tuy nhiên hệ số tiếp xúc có thể thấp do tính bất đồng nhất của vỉa và các điều kiện chảy khác nhau (Odd Magne Mathiassen, 2003)

Khi khí CO2 vừa tiếp xúc với dầu vỉa, nó sẽ hóa hơi từng phần của dầu đến khi toàn

bộ dầu sẽ hóa hơi hoàn toàn Quá trình hóa hơi được lặp lại nhiều lần qua nhiều lần khí CO2 tiếp xúc với dầu vỉa

Khí được bơm ép dễ dàng đạt được cơ chế trộn lẫn khí hóa hơi là khí flue, CO2, N2,

và hydrocarbon

Định dạng
Số trang	111
Dung lượng	4,39 MB